WO2016159810A1 - Способ гидроразрыва пласта - Google Patents
Способ гидроразрыва пласта Download PDFInfo
- Publication number
- WO2016159810A1 WO2016159810A1 PCT/RU2015/000196 RU2015000196W WO2016159810A1 WO 2016159810 A1 WO2016159810 A1 WO 2016159810A1 RU 2015000196 W RU2015000196 W RU 2015000196W WO 2016159810 A1 WO2016159810 A1 WO 2016159810A1
- Authority
- WO
- WIPO (PCT)
- Prior art keywords
- proppant
- fibers
- polymer fibers
- polymer
- hydraulic fracturing
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 29
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 claims abstract description 11
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims abstract description 5
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 45
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 43
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 17
- 229920005594 polymer fiber Polymers 0.000 claims description 15
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 12
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 8
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 5
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 claims description 4
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims description 4
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 claims description 4
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 claims description 4
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 claims description 3
- 229920006237 degradable polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 229920003229 poly(methyl methacrylate) Polymers 0.000 claims description 3
- 239000004926 polymethyl methacrylate Substances 0.000 claims description 3
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 claims description 3
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 claims description 3
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 claims description 3
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 3
- 235000004035 Cryptotaenia japonica Nutrition 0.000 claims description 2
- 102000007641 Trefoil Factors Human genes 0.000 claims description 2
- 235000015724 Trifolium pratense Nutrition 0.000 claims description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 3
- 230000004913 activation Effects 0.000 abstract 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 33
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 description 10
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 description 10
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 4
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 4
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 3
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 description 2
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 2
- 235000019422 polyvinyl alcohol Nutrition 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- -1 ribbons Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 241000169624 Casearia sylvestris Species 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N Methyl methacrylate Chemical compound COC(=O)C(C)=C VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101100390735 Mus musculus Figla gene Proteins 0.000 description 1
- 229920005372 Plexiglas® Polymers 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 210000005239 tubule Anatomy 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/665—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids
Definitions
- the present invention relates to the field of intensification of hydrocarbon production using hydraulic fracturing.
- WO2014 / 042548 provides a method for hydraulic fracturing using formable particles.
- particles of the formed type it is possible to use fibers, ribbons, films, sheets, flakes, these particles can also be shrink particles.
- Particles of the formed type are pumped into the well as a consolidating material for the rods in order to increase the heterogeneity of the proppant pack (proppant), which will allow for the creation of additional channels and increase the porosity and, accordingly, the permeability of the proppant pack.
- the main idea of this technique is to inject cement slurry into the well along with special additives.
- the implementation of these additives is selected in order to provide cracking of the cement barrier.
- the additives are selected to allow agglomeration of the cement particles or to form nonuniformly distributed rods. In both cases, the created cement barrier after hardening forms a highly conductive medium with empty channels, which provides a highly conductive path for the flow of hydrocarbons from the formation into the well.
- the main task is to provide the possibility of creating a heterogeneous packing of the proppant, while the task of increasing the life of the well by reducing the effect of the reverse flow of hydraulic fracturing fluid with the proppant on the proppant rods, as well as the task of maintaining the proppant agent in a consolidated state inside agglomerates, rods, blockages, etc., and to prevent the proppant rods from collapsing when washed Cracks are not taken into account.
- a method for hydraulic fracturing intersected by a borehole is disclosed.
- a wellbore is provided, the step of pumping hydraulic fracturing fluid containing no proppant with formation of a fracture in the formation is carried out into the wellbore. Then, the step of pumping a fracturing fluid into the well containing a mixture of fine particles and shrinkable polymer fibers is carried out.
- 2B is an illustration of an experimental cell containing a Fiber + Cement mixture after 30 minutes of heating at 80 ° C.
- Fig.Z is an illustration of examples of the used concentration of the components and their proportions.
- Hydraulic fracturing is a widely used method of stimulating hydrocarbon production.
- the essence of this method is to pump the fracturing fluid (which can be used as peeled oils, linear / cross-linked polymer solutions, aqueous solutions, acids) into the wellbore, while the pressure in the well will not exceed the fracture pressure gradient of the rock.
- a proppant proppant such as sand or bauxite particles
- the effectiveness of hydraulic fracturing depends on the permeability of the crack that can be improved by forming a highly permeable channel in the proppant barrier. The following main objectives of the claimed invention are connected with these channels:
- the proppant backflow usually occurs immediately when a well is cleaned or within a few days or weeks after a hydraulic fracturing, but it can also occur at any time during the economic life of the well.
- the proppant backflow usually occurs immediately when a well is cleaned or within a few days or weeks after a hydraulic fracturing, but it can also occur at any time during the economic life of the well.
- the main idea of the claimed invention is to add fine particles (proppant) together with shrink fibers in the composition of the suspension for fracturing.
- small particles can be transported further, especially when using low viscosity fluids.
- the fibers shrink (the sitting process is initiated by temperature, chemical medium, time, etc.), collecting particles together and forming agglomerates of particles, while leaving space between agglomerates with a lower concentration of particles.
- conductive channels are created in the crack.
- a non-limiting example of fine material is cement. When using cement, you can get some additional benefits due to the solidification of the material in the well.
- the novelty of the present invention is that in addition to a proppant, shrinkable polymeric fibers and fine particles (for example cement) are added to the fracturing fluid. These particles can act as proppants, which, unlike conventional proppants, are more likely to go deep into the cracks, because the smaller the particle size, the lower the rate of deposition.
- the fibers in this formulation are responsible for consolidating the proppant and creating conductive channels in the proppant pack. Without this, the conductivity of such a proppant pack would be too low, which, in turn, would limit the production of hydrocarbons.
- the presence of fibers reduces the flattening of these channels upon closure of the crack and their erosion under the influence of a fluid flow.
- the inventors of the present invention propose the use of a cement slurry as a fracturing fluid (with an additional proppant, such as or without sand), which can also be used as a proppant after hardening.
- shrink fibers for example, bicomponent / multicomponent fibers based on polylactic acid and polylactic acid (PLA / PLA), polylactic acid and polyglycolic acid (PLA / PGA), polylactic acid and polyvinyl alcohol ( PLA / PVOH) or any other degradable or non-degradable polymer or mixture of polymers.
- PLA polylactic acid and polylactic acid
- PLA / PGA polylactic acid and polyglycolic acid
- PLA / PVOH polylactic acid and polyvinyl alcohol
- These fibers consolidate particles most efficiently if the core (core) and sheath of such a bicomponent fiber are not aligned. Seating of fibers and hardening of cement can occur before and during and after closure. cracks.
- heat-shrinkable fibers can be used as shrinkable fibers, which change their size when the temperature changes, for example, a change in size occurs when the temperature of the polymer fibers increases as a result of heating from the earth's bowels.
- the diameter and length of the seated polymer fibers are respectively in the range of 1-100 ⁇ m and 1-50 mm. Thicker and longer fibers are difficult to pump with the currently available equipment.
- These shrink fibers can be obtained from any degradable and non-degradable polymers or copolymers, or combinations thereof, including all kinds of polyester polymers, polyolefins, polyamides, etc. These fibers can have any cross-sectional shape including round, oval, trefoil, star and rectangular (ribbon-shaped fibers), etc.
- the polymer fibers can be polyolefins, polyamides, polyesters, polyurethanes, polymethyl methacrylate, polystyrene, resins, copolymers thereof and / or combinations thereof.
- these fibers may consist of a single polymer or a mixture of two or more polymers or copolymers.
- these fibers may be bicomponent. And they can consist of a coaxially located shell and core, or an eccentrically located shell and core, or any other configuration, where the core is made of one polymer and the shell is of another polymer, copolymer or the same polymer with a different polymer chain length or crystallinity .
- Figure 1 A-1C presents the stages of the implementation of the claimed method.
- the suspension should be placed in a crack similar to the fibers in FiberFRAC TM technology, this step of the method presented in FigLA, where 101 are fibers, 102 are fine particles.
- the fibers shrink under the influence of some kind of initiation mechanism (for example, the temperature rises) and the proppant located in the fiber network will be consolidated in many separate clusters, this process step is presented in FIG. 201 - fracturing fluid, 202 - fibers after shrinkage, 203 - precipitated proppant.
- FIG. 1C shows the final stage of the method, in which, after the reverse flow of the hydraulic fracturing fluid, when the hydraulic fracturing fluid flows back, a system of proppant agglomerates and highly permeable channels are obtained, with 301 channels and 302 agglomerate.
- cement is used as a proppant, it is assumed that after hardening the rods will become extremely stable and hard, like rock. Cement will significantly improve the resistance of the rod to erosion. If the cement sets before the crack closes, the flattening of the agglomerates of the proppant will be negligible.
- cementitious additive is used as a binder component that will hold proppant particles together after the formation of proppant clots.
- the invention was practically implemented using a specially prepared simulation of a vertical crack structure that could form during hydraulic fracturing of a rock.
- This design was made of two flat sheets of plexiglass, mounted vertically, and an elastic band between them. The distance between the walls was about 2 mm; the total volume of such a mini-crack was 200 ml. Three types of tests were performed.
- Fig. 3 vertical and horizontal dashed lines the concentration of fibers and the total concentration of solid particles (a mixture of cement and sand 1: 1) in American oilfield units are presented, within which the invention works with the selected cement, sand and fibers, which was shown experimentally.
- an acceptable range of concentrations lies within the oval, in particular, the concentration of shrink polymer fibers is in the range of 50 - 150 - 500 ppt (6 - 18 g / l).
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Processing And Handling Of Plastics And Other Materials For Molding In General (AREA)
- Disintegrating Or Milling (AREA)
Abstract
Заявленное изобретение относится к скважинным системам для добычи различных текучих сред, в частности для добычи текучей среды из углеводородо-содержащего пласта с использованием гидроразрыва. В соответствии с предложенным способом гидроразрыва пласта, пересекаемого стволом скважины, обеспечивают ствол скважины; осуществляют этап закачивания в ствол скважины текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент с образованием трещины в пласте. Затем осуществляют этап закачивания в скважину текучей среды гидроразрыва, содержащей смесь мелкодисперсных частиц и усаживаемых полимерных волокон и обеспечивают механизм инициации, побуждающий усаживаемые полимерные волокна к усаживанию и обеспечивают обратный ток текучей среды гидроразрыва пласта и очистку трещины. Предложенный способ позволяет снизить воздействие обратного потока текучей среды гидроразрыва с расклинивающим агентом на стержни расклинивающего агента, а также обеспечить поддержание расклинивающего агента в консолидированном состоянии внутри агломератов, стержней, закупорок и предотвратить сплющивание стержней расклинивающего агента при смыкании трещины.
Description
СПОСОБ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Настоящее изобретение относится к области интенсификации добычи углеводородов с использованием гидравлического разрыва пласта. ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
В решении WO2014/042548 известном из уровня техники, предложен способ гидравлического разрыва пласта с использованием частиц формируемого типа. В качестве частиц формируемого типа возможно применение волокон, лент, пленок, листов, хлопьев, эти частицы также могут представлять собой усаживаемые частицы. Частицы формируемого типа закачиваются в скважину в качестве консолидирующего материала для стержней с целью увеличения гетерогенности набивки расклинивающего агента (проппанта), что позволит обеспечить создание дополнительных каналов и увеличит пористость, и соответственно, проницаемость набивки расклинивающего агента.
В решении WO2013/095173 известном из уровня техники, предложена методика использования частиц цемента для создания высокопро водящих трещин с помощью цементной суспензии.
Основная идея этой методики состоит в закачке в скважину цементной суспензии вместе со специальными присадками. В одном из вариантов осуществления эти присадки выбирают для того, чтобы обеспечить растрескивание цементного барьера. В другом варианте осуществления присадки выбирают, чтобы обеспечить агломерацию цементных частиц или образовать неоднородно распределенные стержни. В обоих случаях созданный цементный барьер после затвердения образует высокопроводящую среду с пустыми каналами, который обеспечивают высокопроводящий путь для потока углеводородов из пласта в скважину.
В решении US7,717,176 предложен состав проницаемого цемента,
содержащий водную суспензию гидравлического цемента на основе не смешивающейся с водой дисперсной жидкой фазы и полых частиц. В результате смешение этих составов уменьшает вспенивание. Объем пены представлял 40% конечного объема вспененной суспензии плюс 15% пористости после разложения полых частиц. Этот способ позволяет цементной суспензии схватываться при такой температуре, что полые твердые частицы разлагаются под воздействием химической и тепловой среды в цементе, оставляя пустоты, которые вместе с дисперсной фазой приводят к образованию схватившегося цемента с проницаемостью, по меньшей мере, 1 дарси.
В решениях US7,424,913 и WO2007/1 10591 раскрыт способ, в котором гидратированные частицы цемента можно использовать, включив их в состав текучих сред гидроразрыва в качестве расклинивающего агента. В некоторых вариантах осуществления известных решений, после измельчения гидратированной массы до получения гидратированных частиц цемента, гидратированные частицы цемента можно покрыть, по меньшей мере, одной добавкой. Покрытие из добавки (-ок) может быть нанесено на гидратированные частицы цемента при помощи любого подходящего способа нанесения покрытия.
В решениях, известных из уровня техники, основной задачей является обеспечение возможности создания гетерогенной упаковки расклинивающего агента, в то время как задача увеличения срока эксплуатации скважины за счет снижения воздействия обратного потока текучей среды гидроразрыва с расклинивающим агентом на стержни расклинивающего агента, а также задачи поддержания расклинивающего агента в консолидированном состоянии внутри агломератов, стержней, закупорок и т.д., и предотвращения сплющивания стержней расклинивающего агента при смыкании трещины не принимаются во внимание.
Соответственно в уровне техники имеется необходимость в создании методики увеличения срока эксплуатации скважины за счет снижения воздействия текучей среды гидроразрыва с расклинивающим агентом на стержни расклинивающего агента, а также задачи поддержания расклинивающего агента в консолидированном состоянии внутри агломератов, стержней, закупорок и т.д., и предотвращения сплющивания стержней расклинивающего агента при смыкании
трещины.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В настоящем описании раскрыт новый подход к созданию высокопроницаемых каналов, консолидации расклинивающего агента в стержнях и отвердеванию этих стержней.
В соответствии с заявленным изобретением раскрыт способ гидроразрыва пласта, пересекаемого стволом скважины. В соответствии с заявленным способом обеспечивают ствол скважины, осуществляют этап закачивания в ствол скважины текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент с образованием трещины в пласте. Затем осуществляют этап закачивания в скважину текучей среды гидроразрыва, содержащей смесь мелкодисперсных частиц и усаживаемых полимерных волокон. Обеспечивают механизм инициации, побуждающий усаживаемые полимерные волокна к усаживанию и обеспечивают обратный ток текучей среды гидроразрыва пласта и очистку трещины
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Далее варианты осуществления заявленного изобретения описываются более подробно, посредством чертежей, на которых показано:
Фиг.1 А, 1В и 1С - этапы осуществления изобретения
Фиг.2А - иллюстрация экспериментальной ячейки, содержащей смесь Волокна+Цемент+Песок, после 30-минутного нагрева при 80°С
Фиг.2В - иллюстрация экспериментальной ячейки, содержащей смесь Волокна+Цемент, после 30-минутного нагрева при 80°С.
Фиг.З - иллюстрация примеров используемой концентрации компонентов и их соотношения.
ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
Гидравлический разрыв пласта представляет собой широко применяемый метод интенсификации добычи углеводородов. Сущность данного метода заключается в закачке текучей среды для гидроразрыва (в качестве которой могут использоваться отелившиеся нефти, растворы линейного/поперечно сшитого полимера, водные растворы, кислоты) в ствол скважины, пока давление в скважине
не превысит градиент давления гидроразрыва породы. Для поддержания трещины в открытом состоянии используют расклинивающий агент (проппант, такой как частицы песка или боксита). Эффективность гидравлического разрыва зависит от проницаемости образовавшейся трещины, которую можно улучшить путем формирования высокопроницаемого канала в барьере из расклинивающего агента. ёС этими каналами связаны следующие основные задачи заявленного изобретения:
1. Как собрать вместе частицы расклинивающего агента для образования агломератов (или закупорок, или стержней и т.д....) и, тем самым, обеспечить неоднородность барьера из расклинивающего агента.
2. Как поддерживать расклинивающий агент в консолидированном состоянии внутри агломератов, стержней, закупорок и т.д., и предотвратить сплющивание стержней расклинивающего агента при смыкании трещины.
Другой обычной проблемой, способной повлиять на проницаемость трещины, является обратный поток расклинивающего агента. Обратный поток расклинивающего агента, как правило, немедленно возникает при очистке скважины или в течение нескольких дней или недель после гидравлического разрыва пласта, однако может также возникнуть в любой момент в период экономического срока службы скважины. В связи с сильным воздействием обратного потока, приводящего к уменьшению добычи, повреждению оборудования, простою и, в конечном счете, снижению дохода, возникает еще одна задача:
3. Как предотвратить эрозию стержня расклинивающего агента потоком текучих сред.
В настоящем описании раскрыт новый способ к созданию высокопроницаемых каналов, консолидации расклинивающего агента в стержнях и отвердеванию этих стержней.
Основная идея заявленного изобретения состоит в добавлении мелкофракционных частиц (расклинивающего материала) вместе с усаживаемыми волокнами в состав суспензии для гидроразрыва. Во время гидроразрыва небольшие частицы могут переноситься дальше, особенно при использовании низковязких текучих сред. В какой-то момент в процессе гидроразрыва волокна усаживаются (процесс усаживания инициируется температурой, химической
средой, временем и т.д.), собирая частицы вместе и образуя агломераты частиц, оставляя при этом пространство между агломератами с меньшей концентрацией частиц. Вследствие этого в трещине создаются проводящие каналы. Неограничивающим примером мелкофракционного материала является цемент. При использовании цемента можно получить некоторые дополнительные преимущества благодаря затвердеванию материала в скважине.
Новизна настоящего изобретения состоит в том, что в текучую среду для гидроразрыва, помимо расклинивающего агента, добавляют усаживаемые полимерные волокна и мелкодисперсные частицы (например, цемент). Данные частицы могут выполнять роль расклинивающего агента, который, в отличие от обычного пропанта, с большей вероятностью может заходить вглубь трещины, поскольку чем меньше размер частиц, тем ниже скорость их осаждения. Волокна в данной формулировке отвечают за консолидацию расклинивающего агента и создание проводящих каналов в пропантной пачке. Без этого проводимость такой пропантной пачки была бы слишком низкой, что, в свою очередь, ограничивало бы добычу углеводородов. Кроме того, присутствие волокон уменьшает сплющивание этих каналов при смыкании трещины и их эрозию под действием потока текучей среды.
Иными словами, изобретатели настоящего изобретения предлагают использовать суспензию цемента в качестве текучей среды для гидроразрыва (с дополнительным расклинивающим агентом, таким как песок или без него), которая может также применяться в качестве расклинивающего агента после затвердевания. Чтобы увеличить проницаемость пропантной пачки, изобретатели настоящего изобретения предлагают использовать усаживаемые волокна, например, двукомпонентные/многокомпонентные волокна на основе полимолочной кислоты и полимолочной кислоты (PLA/PLA), полимолочной кислоты и полигликолевой кислоты (PLA/PGA), полимолочной кислоты и поливинилового спирта (PLA/PVOH) или любого другого деградируемого или недеградируемого полимера или смеси полимеров. Данные волокна консолидируют частицы наиболее эффективно, если ядро (сердцевина) и оболочка такого бикомпонентного волокна расположены не соосно. Усаживание волокон и затвердевание цемента может происходить до и во время и после закрытия
трещины.
В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения в качестве усаживаемых волокон могут использоваться термоусаживаемые волокна, изменяющие свои размеры при изменении температуры, например изменение размеров имеет место при повышении температуры полимерных волокон в результате нагрева от тепла недр Земли.
В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения диаметр и длина усаживаемых полимерных волокон находятся соответственно в диапазоне 1-100 мкм и 1-50 мм. Более толстые и длинные волокна сложно прокачивать имеющимся на данный момент оборудованием.
Данные усаживаемые волокна могут быть получены из любых деградируемых и недеградируемых полимеров или сополимеров или их комбинации, включая всякого рода полиэфирные полимеры, полиолефины, полиамиды и т.д. Эти волокна могут иметь любую форму поперечного сечения включая круглые, овальные, трилистник, звезда и прямоугольную форму (лентообразные волокна) и т.д.
В соответствии с одним вариантом осуществления полимерные волокна могут представлять собой полиолефины, полиамиды, полиэфиры, полиуретаны, полиметилметакрилат, полистирол, смолы, их сополимеры и/или их комбинации.
В некоторых вариантах осуществления данные волокна могут состоять из одного полимера или из смеси двух и более полимеров или сополимеров.
В некоторых вариантах осуществления эти волокна могут быть бикомпонентными. И они могут состоять из коаксиально расположенной оболочки и ядра, или эксцентрично расположенной оболочки и ядра, или любой другой конфигурации, где ядро сделано из одного полимера, а оболочка из другого полимера, сополимера или того же самого полимера с другой длиной полимерной цепи или степени кристалличности.
На Фиг.1 А- 1С представлены этапы осуществления заявленного способа. В соответствии с заявленным способом после смешивания первоначальных компонентов (текучей среды и мелкофракционных твердых частиц, представляющих собой усаживаемые волокна) суспензию следует поместить в трещину аналогично волокнам в технологии FiberFRAC™, этот этап способа
представлен на ФигЛА, где 101 - волокна, 102 - мелкодисперсные частицы. В некоторый момент времени (например, когда закачка прекращается) волокна усаживаются под действием какого-либо механизма инициирования (например, температура растет) и расклинивающий материал, расположенный в сети волокон, будет консолидироваться во многих отдельных кластерах, этот этап способа представлен на ФигЛВ, где 201 - текучая среда гидроразрыва, 202 - волокна после усадки, 203 - осажденный расклинивающий агент. Соответственно, однородность пачки расклинивающего агента будет нарушена, и каналы будут создаваться до полного смыкания трещины. На Фиг. 1С представлен заключительный этап способа, в котором после обратного тока текучей среды гидроразрыва, когда текучая среда для гидроразрыва перетекает обратно, получают систему из агломератов расклинивающего агента и высокопроницаемые каналы, причем 301- каналы, 302 - агломерат.
Если в качестве расклинивающего материала используется цемент, предполагается, что после затвердевания стержни станут чрезвычайно устойчивыми и твердыми, как скальная порода. Цемент значительно улучшит устойчивость стержня к воздействию эрозии. Если цемент схватывается до смыкания трещины, то сплющивание агломератов расклинивающего агента будет пренебрежимо малым.
Если вязкость текучей среды достаточна для транспортировки песка или обычного расклинивающего материала, то часть цемента можно добавить к песочной смеси. Цементная присадка используется в качестве связующего компонента, который будет удерживать частицы расклинивающего агента вместе после образования сгустков пропанта.
С целью проверки предположений изобретателей была осуществлена практическая реализация изобретения с помощью специально приготовленной имитации конструкции вертикальной трещины, которая могла бы образоваться при гидравлическом разрыве горной породы. Эта конструкция была изготовлена из двух плоских листов оргстекла, закрепленных вертикально, и резинки-уплотнителя между ними. Расстояние между стенками составляла около 2 мм; общий объем такой мини-трещины составлял 200 мл. Было проведено три типа тестов.
а) Волокна+Цемент+Песок. Навеску 0,2428 г двухкомпонентных PLA/PLA
усаживаемых волокон (средняя длина волокна 6 мм, диаметр 17 микрон), смешали с 120 г песка (ситовые размеры 50/140) и 120 г цемента в 200 мл линейного геля на основе гуаровой камеди. Для более однородного распределения компонентов смеси в объеме эта смесь размешивалась в течение 2 минут с помощью мешалки с верхним механическим приводом при скорости вращения шпинделя 1000 об/мин. Приготовленную таким образом ссуспензию помещали в макет трещины и нагревали в печи при температуре 80°С в течение 30 минут. В результате нагрева наблюдалось образование системы каналов, заполненных чистой текучей средой, и скопления песка, скрепленного цементом (Фиг.2А).
б) Волокна+Це ент. Условия эксперимента аналогичны описанным выше, за исключение количества песка. В данном эксперименте весь песок был заменен на равное количество цемента, т.е. итоговая загрузка цемента была 240,0 г на 200 мл геля. Результаты теста представлены на Фиг. 2В. Как видно в пространстве, заполненном цементом, образовались небольшие полости и канальца, но в целом распределение цемента более гомогенное, чем в случае представленном на Фиг. 2А.
в) Цемент+Песо . После нагрева цементно-песчанной смеси в печке до 80°С образование каналов не наблюдалось.
На основе представленных выше экспериментальных данных был сделан вывод, что наличие усаживаемых волокон и широкого распределения частиц по размеру, которое реализуется, например, в песке 50/140, способствует гетерогенности в цементно-песчаной пачке. Цементные частицы сами по себе слабо захватываются волокнами из-за малого размера частиц (размер частиц цемента 5-10 мкм, волокон - 17 мкм). Волокна с большей вероятностью захватывают относительно крупные частицы, а те, в свою очередь, утягивают за собой частицы цемента.
Также было проведено исследование влияния концентрации компонентов и их соотношений на эффективность создания гетерогенности в цементной пачке.
В данном исследовании менялись концентрации волокон и твердого вещества (песка и цемента). Процедура проведения эксперимента аналогична описанной в пункте а), результаты представлены на Фиг.З.
На Фиг.З вертикальной и горизонтальной пунктирными линиями
представлены концентрация волокон и общая концентрация твердых частиц (смесь цемента и песка 1 : 1) в американских нефтепромысловых единицах, в пределах которых изобретение работает при выбранном цементе, песке и волокнах, что было показано экспериментально. Для данных условий приемлемый диапазон концентраций лежит внутри овала, в частности, концентрация усаживаемых полимерных волокон находится в диапазоне 50 - 150 - 500 ppt (6 - 18 г/л). Этот диапазон, однако, не ограничивает объем патентных притязаний, так как при других выбранных проппанте, цементе, жидкости, температуре, волокнах или ширине трещины, диапазон примлемых концентраций волокон может быть расширен до 10 - 500 ppt (1,2 - 60 г/л). При меньших концентрациях волокон волокна не образуют достаточно плотную сеть, чтобы эффективно консолидировать частицы в сгустки. В результате большая часть частиц оседает на дно трещины.
Увеличение общей концентрация смеси расклинивающего агента и мелкодисперсных частиц свыше 20 рра (2400 г/л) не желательно, т.к. все пространство трещины заполнено твердым веществом и для образования каналов попросту нет свободного места.
Очевидно, что описанные выше варианты осуществления не должны рассматриваться в качестве ограничения объема патентных притязаний изобретения. Для любого специалиста в данной области техники понятно, что есть возможность внести множество изменений в описанные выше методику и, без отхода от принципов изобретения, заявленного в формуле изобретения.
Claims
1. Способ гидроразрыва пласта, пересекаемого стволом скважины, содержащий этапы на которых:
обеспечивают ствол скважины;
осуществляют этап закачивания в ствол скважины текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент с образованием трещины в пласте;
осуществляют этап закачивания в скважину текучей среды гидроразрыва, содержащей смесь мелкодисперсных частиц и усаживаемых полимерных волокон; обеспечивают механизм инициации, побуждающий усаживаемые полимерные волокна к усаживанию;
обеспечивают обратный ток текучей среды гидроразрыва пласта и очистку трещины.
2. Способ по п.1, в котором мелкодисперсные частицы представляют собой цемент.
3. Способ по п.1, в котором на этапе закачивания в скважину текучей среды гидроразрыва, содержащей смесь мелкодисперсных частиц и усаживаемых полимерных волокон дополнительно добавляют расклинивающий агент.
4. Способ по п. 3, в котором расклинивающий агент представляет собой песок.
5. Способ по п.1 , в котором концентрация усаживаемых полимерных волокон находится в диапазоне 10 - 500 ppt (1,2 - 60 г/л).
6. Способ по п.З, в котором общая концентрация смеси расклинивающего агента и мелкодисперсных частиц меньше 20 рра (2400 г/л).
7. Способ по п.1, в котором диаметр и длина усаживаемых полимерных волокон находятся соответственно в диапазоне 1-100 мкм и 1 - 50 мм.
8. Способ по п.1, в котором усаживаемые полимерные волокна получают из деградируемых или недеградируемых полимеров или их комбинаций или деградируемых или недеградируемых сополимеров или их комбинаций.
9. Способ по п. 8, в котором усаживаемые полимерные волокна выбраны из группы, содержащей полиолефины, полиамиды, полиэфиры, полиуретаны, полиметилметакрилат, полистирол, смолы, их сополимеры и/или их комбинации.
10. Способ по п. 8, в котором форма поперечного сечения усаживаемых полимерных волокон выбрана из группы содержащей: круг, овал, трилистник, звезду, прямоугольник.
11. Способ по п. 1 , в котором усаживаемые полимерные волокна являются двукомпонентными или многокомпонентными.
12. Способ по п. 1 1, в котором усаживаемые полимерные волокна состоят из коаксиально-расположенной оболочку и ядра, или эксцентрично расположенной оболочки и ядра, причем ядро выполнено из одного полимера, а оболочка из другого полимера, сополимера или того же самого полимера с другой длиной полимерной цепи или степени кристалличности.
13. Способ по п.1 1, в котором усаживаемые полимерные волокна выбраны из группы, содержащей полиолефины, полиамиды, полиэфиры, полиуретаны, полиметилметакрилат, полистирол, смолы, их сополимеры и/или их комбинации.
14. Способ по п. 1, в котором механизмом инициации является повышение температуры полимерных волокон в результате нагрева от тепла недр Земли.
Priority Applications (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201580080427.XA CN107614829A (zh) | 2015-03-30 | 2015-03-30 | 用于地层的水力压裂方法 |
| PCT/RU2015/000196 WO2016159810A1 (ru) | 2015-03-30 | 2015-03-30 | Способ гидроразрыва пласта |
| US15/563,744 US20180094186A1 (en) | 2015-03-30 | 2015-03-30 | Method of hydraulic fracturing using fracturing fluid mixture with shrinkable polymer fibers and fine particles |
| ARP160100847A AR104136A1 (es) | 2015-03-30 | 2016-03-30 | Método de fracturación hidráulica usando una mezcla de fluido de fracturación con fibras de polímero que pueden encogerse y partículas finas |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2015/000196 WO2016159810A1 (ru) | 2015-03-30 | 2015-03-30 | Способ гидроразрыва пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| WO2016159810A1 true WO2016159810A1 (ru) | 2016-10-06 |
Family
ID=57004807
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2015/000196 WO2016159810A1 (ru) | 2015-03-30 | 2015-03-30 | Способ гидроразрыва пласта |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20180094186A1 (ru) |
| CN (1) | CN107614829A (ru) |
| AR (1) | AR104136A1 (ru) |
| WO (1) | WO2016159810A1 (ru) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108708707B (zh) * | 2018-05-25 | 2021-05-14 | 中国石油大学(华东) | 一种磁性支撑剂的丘陵式铺置方法及应用 |
| CN111648748A (zh) * | 2020-07-01 | 2020-09-11 | 广州海洋地质调查局 | 一种稳定地层的海域天然气水合物原位加热降压开采方法 |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2013095173A1 (en) * | 2011-12-19 | 2013-06-27 | Schlumberger Canada Limited | Compositions and methods for servicing subterranean wells |
| WO2014042552A1 (en) * | 2012-09-13 | 2014-03-20 | Schlumberger, Canada Limited | Shapeable particles in oilfield fluids |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| AU2007231193A1 (en) * | 2006-03-24 | 2007-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean treatment fluids comprising substantially hydrated cement particulates |
-
2015
- 2015-03-30 WO PCT/RU2015/000196 patent/WO2016159810A1/ru active Application Filing
- 2015-03-30 CN CN201580080427.XA patent/CN107614829A/zh active Pending
- 2015-03-30 US US15/563,744 patent/US20180094186A1/en not_active Abandoned
-
2016
- 2016-03-30 AR ARP160100847A patent/AR104136A1/es unknown
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2013095173A1 (en) * | 2011-12-19 | 2013-06-27 | Schlumberger Canada Limited | Compositions and methods for servicing subterranean wells |
| WO2014042552A1 (en) * | 2012-09-13 | 2014-03-20 | Schlumberger, Canada Limited | Shapeable particles in oilfield fluids |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| BUKHALENKO E. I. ET AL.: "Nedra", MONTAZH, OBSLUZHIVANIE I REMONT NEFTEPROMYSLOVOGO OBORUDOVANIIA., 1985, Moscow, pages 132 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20180094186A1 (en) | 2018-04-05 |
| CN107614829A (zh) | 2018-01-19 |
| AR104136A1 (es) | 2017-06-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9080440B2 (en) | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid | |
| US11434417B2 (en) | Fluids containing cellulose fibers and cellulose nanoparticles for oilfield applications | |
| RU2569386C2 (ru) | Способ улучшения волоконного тампонирования | |
| US20120305247A1 (en) | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid | |
| US8936087B2 (en) | Methods and compositions for sand control in injection wells | |
| EA009172B1 (ru) | Способ вскрытия слабо затвердевших формаций | |
| US20130105157A1 (en) | Hydraulic Fracturing Method | |
| Nguyen et al. | Controlling formation fines at their sources to maintain well productivity | |
| US20140299326A1 (en) | Method to Generate Diversion and Distribution For Unconventional Fracturing in Shale | |
| AU2007355915A1 (en) | Perforation strategy for heterogeneous proppant placement in hydraulic fracturing | |
| EA013097B1 (ru) | Способ закупоривания трещиноватого пласта | |
| RU2513568C2 (ru) | Способ консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе для закачивания в скважину | |
| US10899958B2 (en) | Liquid gas treatment fluids for use in subterranean formation operations | |
| US11447690B2 (en) | Enhancing propped fracture conductivity in subterranean wells | |
| CA2997709C (en) | Enhancing propped complex fracture networks in subterranean formations | |
| WO2013147796A1 (en) | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid | |
| WO2016159810A1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта | |
| BR112015022108B1 (pt) | Métodos para tratar uma formação subterrânea penetrada por um furo de poço, métodos, e método de projetar um tratamento | |
| US11370960B2 (en) | Polymer fiber additive for proppant flowback prevention | |
| WO2017078560A1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта (варианты) | |
| US20180003021A1 (en) | Proppant suspension in shale fractures | |
| Johnson et al. | Studies, Guidelines, and Field Results of Nonviscosified Completion Brine Gravel-Pack Carrier Fluids | |
| US11225599B2 (en) | Fiber surface finishing | |
| Liang et al. | Maintaining production of frac-packed wells by inhibiting scale buildup and fines migration | |
| Zeidani et al. | Application of emulsion flow for sealing leaky gas wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| 121 | Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application |
Ref document number: 15887908 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |
|
| WWE | Wipo information: entry into national phase |
Ref document number: 15563744 Country of ref document: US |
|
| NENP | Non-entry into the national phase |
Ref country code: DE |
|
| 122 | Ep: pct application non-entry in european phase |
Ref document number: 15887908 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |